Способ разработки нефтяной залежи

 

Изобретение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости обводненных пластов. Способ включает сначала закачку в пласт 5-15%-ного раствора лигносульфоната в 10-15%-ном водном растворе соляной кислоты, затем закачивают нефтевытесняющий агент, содержащий компоненты при следующем соотношении мас.%: смесь неонола АФ9-12 или его товарная форма СНО с лигносульфонатом при соотношении 5:1 4,0-7,0, соляная кислота 0,5-1,0, вода - остальное. Данный способ позволяет изолировать водопроницаемые зоны при одновременном вытеснении нефти из низкопроницаемых зон пласта. 3 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (sl)s Е 21 В 4

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПАТЕНТНОЕ

ВЕДОМСТВО СССР (ГОСПАТЕНТ СССР) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К ПАТЕНТУ (21) 5024946/03 (22) 31.01.92 (46) 23.08,93. Бюл. ¹ 31 (71) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (72) В. П. Сонич, Н, И. Жильцов, Н. Н. Пастухова, Г. А. Жукова, М. В. Павлов и 8. Н.

Шевченко (73) Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (56) Патент США 4624314, кл. Е 21 В 43/27, 1986.

Авторское свидетельство СССР

¹ 1161690, кл, Е 21 В 43/27, 1985. (54) СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ

ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, вчастности,,к,способам разработки неоднородных по проницаемости обводненных пластов.

Сущность предлагаемого решения заключается в повышении нефтеотдачи неоднородных по пористости и проницаемости обводненных пластов, достигаемая путем перераспределения фильтрационных потоков, что дает воэможность, во-первых, вызвать приток нефти из низкопроницаемых зон за счет создаваемого перепада давления и, во-вторых увеличить охват пласта воздействием и обеспечить доотмыв остаточной нефти из низкопроницаемых зон, При этом перераспределение фильтрационных потоков достигают путем изоляции водопромытых с высокой проницаемостью зон микродисперсией, образующейся при смешении 5 — 15% лигносульфоната с водным 10-15-ным раствором соляной кислоты.

Образование дисперсии происходит мгно„„Я „„1836550 А3 (57) Изобретение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости обводненных пластов. Способ включает сначала закачку в пласт 5 — 15%-ного раствора лигносульфоната в 10 — 15%-ном водном растворе соляной кислоты, затем закачивают нефтевытесняющий агент, содержащий компоненты при следующем соотношении мас.%: смесь неонола АФ9 — 12 или его товарная форма СН0 с лигносульфонатом при соотношении 5:1 4,0-7,0, соляная кислота

0,5 — 1,0, вода — остальное. Данный способ позволяет изолировать водопроницаемые

- зоны при одновременном вытеснении нефти иэ низкопроницаемых зон пласта. 3 табл. венно, образуемый осадок находится в растворе в виде взвеси в диспергированном состоянии и не вызывает технологических затруднений при использовании. По мере продвижения микродисперсии в пласте происходит полная изоляция водопромытых зон, вследствие этого на участке возрастает градиент давления и зоны пласта с низкой проницаемостью становятся доступными для вытесняющего агента, Для вытеснения нефти из пласта эакачивают нефтевытесняющий агент, представляющий собой водный раствор смеси неонола АФ 9-12 или его товарной формы

СНО с лигносульфонатом при соотношении

5:1, соляной кислоты, воды.

Таким образом, предлагаемая r. оследовательность закачки реагенгов пределенного состава позволяет достигнуть прироста добычи нефти.

В предлагаел oм способе используютс следующие промы:деленные многотонна..1836550 ные химические продукты: неонол АФ 9-12 или его товарная форма марки СНО, лигносульфонат, соляная кислота. Неонол выпускается отечественной промышленностью по ТУ 38-103625-87. Товарные формы неонола марки СНО представляют собой смесь неонола АФ 9 — 12 и иэобутилового спирта, добавляемого для снижения температуры застывания. Лигносул ьфонаты я вля ются многотоннажным продуктом целлюлознобумажной промышленности, выпускаются по ТУ 81-04-225-79 в виде растворов (марка

ЛСТ) или порошкообразных (марки КБП, KCC6). Соляная кислота техническая (ТУ 601-714-77) представляет собой желтоватую, дымящуюся на открытом воздухе жидкость с резким запахом.

Пример 1, Для выбора оптимального соотношения .концентраций лигносульфоната и соляной кислоты в растворе исследовано влияние их концентраций на получение осадков, Использованы растворы в дистиллированной воде с концентрацией соляной кислоты от 1 до 16 / и лигносульфоната марки КБП от 3 до 20 .

Количество осадка определяли весовым методом. Растворы предварительно выдерживались в течение 24 ч при температурах 20 и 60 С, после чего подвергались центрифугированию с последующей декантацией и сушкой до постоянной массы.

Полученные данные сведены в табл. 1.

Из таблицы следует, что с повышением концентрации соляной кислоты до 15% количество осадка увеличивается. Увеличение концентрации соляной кислоты выше 15% приводит к снижению выпадения осадка.

Использование лигносульфоната выше 25% не рекомендуется, так как при этом вязкость составов повышается, что вызовет затруднения при закачке составов. По данным табл, 1 можно сделать вывод, что повышение температуры усиливает процесс осадкообраэования, Для исследования влияния минерализации воды на процесс осадкообразования были проведены аналогичные опыты с Во дой различной минерализации; 11, 12, 14, 18 г/л. Установлено, что соляная кислота хорошо растворяет соли, которые присутствуют в минералиэованной воде, и они существенного влияния на увеличение количества осадка не оказывают, Добавка соляной кислоты способствует предотвращению солевыпадения, Пример 2, Лабораторные. испытания по предлагаемому способу проводили на линейных моделях слоисто-неоднородного пласта в соответствии с методикой определения коэффициентов вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 39-19586), Модель пласта представляет собой две параллельно соединенные стекляные колонки с терморубашками, длиной 30 см, диаметром 1,4 см, Колонки заполнены кварцевым песком с размерам зерен в первой колонке 0,07 — 0,14 мм. Во второй колонке 0,2 — 0,3 мм. Колонки вакуумируются в течение 2 ч затем насыщаются минерализованной водой с суммарным содержанием солей 14 г/л. На входе в модель поддерживалось давление нагнетания жидкости, обеспечивающее в наиболее проницаемом пропластке скорость фильтрации, соответствующую реальной пластовой (не более 1 м/сут), Проницаемость по воздуху одного прослоя составляет 3,3 мкм, второго 30,7 мкм .

Воду в колонках замещали путем прокачки трех пороговых объемов Самотлорской нефти с вязкостью 1,9 МПа.с при 20 С.

Для создания остаточной нефтенасыщенности нефть вытесняли пластовой водой до предельной обводненности выходящих проб жидкости в наименее проницаемом. прослое. Затем через модель фильтровали состав, обеспечивающий изоляцию водопромытой зоны, т. е. колонки с высокой проницаемостью.

Исследовано перераспределение фильтрационных потоков при прокачке водного раствора, содержащего 5 лигносульфоната марки КБП и 10 соляной кислоты. Обьемы прокачки реагентов через модели пласта различной проницаемости приведены в табл. 2. Каждая строка в таблице показывает, какой обьем жидкости прокачивался через прослой малой проницаемости при фиксированном объеме прокачки реагентов через прослой большой проницаемости.

Представленные результаты показывают, что изменение и перераспределение фильтрационных потоков в модели предлагаемым составом позволяет увеличить охват пласта.

Определение нефтевытесняющих свойств рабочих составов по предлагаемому способу проводили на модели неоднородного пласта, описанной выше, После замещения нефти водой через модель фильтровали состав, обеспечивающий-изоляцию водопрамытой зоны т. е. колонки с высокой проницаемостью. Объем раствора составлял 0,25-1,0 парового объема. После достижения выравнивания скоростей фильтрации обеих колонок достигаемому, вследствие осаждения микродисперсии в высокопраницаемом праслое, фильтруется вторая, нефтевытесняющая оторочка в ка1836550 личестве 2-3 поровых объемов. В заключение через модель фильтровали 2 — 3 поровых объема воды до полного вытеснения нефти.

Температура колонок составляла 60 С. Расчет коэффициентов вытеснения нефти в опытах, проводимых по данной методике, производится в следующей последовательности:

1. Первичный коэффициент вытеснения (по воде)

Р в=Он 0 где С4 — количество нефти, вытесненное из колонки минерализованной водой, Q— первоначальное количество нефти в колонке, мл.

2. Прирост коэффициента вытеснения (абсолютный) лф=ла./а, где Л Q> — количество нефти, вытесненное из колонки в результате прокачки реагента.

Из результатов лабораторных испытаний, приведенных в табл, 3, видно, что опти.мальными являются концентрации в растворе; лигносульфонат 5 и соляная кислота 10 4 (опыт 1), С повышением концентрации лигносульфоната и соляной кислоты скорость фильтрации по высокопроницаемой колонке снижается, наблюдается увеличение коэффициента вытеснения нефти из низкопроницаемой колонки (опыты 2, 3), Повышение концентрации лигносульфоната до 15 и соляной кислоты до 157 приводят к снижению фильтрации, а затем и к затуханию последней, вследствие чего происходит полная закупорка высокопроницаемой колонки, в результате чего фильтрация нефтевытесняющего агента осуществляется только через низкопроницаемую колонку.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом, В заводненный неоднородный по коллекторскому составу участок пласта после применения метода разработки путем закачки воды закачивают реагенты по предлагаемому способу в размере 0,2 — 0,5 паровых объемов пласта.

Первую оторо гку готовят путем растворения воды и соляной кислоты с последую5 щим введением 5 — 15 j, лигносульфоната в

ЦА-320, для приго" овления второй оторочки в водный раствор кислоты вводят расчетное количество неонола и КБП.

Точный размер оторочек рассчитывают, 10 — исходя из конкретных геолого-физических условий месторождения.

Во время движения состава по пласту в результате процесса коагуляции происходит высаждение микродисперсного осадка, 15 снижение проницаемости пласта, Снижение проницаемости происходит прежде всего там, где сильнее фильтрация, больше массоперенос, 3To p o T BblpBBHMBBнию скоростей фильтрации водопромытых

20 высокопроницаемых и низкопроницаемых зон, После закачки водоизолирующего агента закачивают нефтевытесняющую композицию по данному способу для доотмыва нефти из низкопроницаемых участков пла25 ста.

Формула изобретения

Способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт нефтевытесняющего агента на основе водного раствора

30 смеси поверхностно-активных веществ и со, ляной кислоты, отличающийся тем, что перед закачкой нефтевь.тесняющего агента закачивают 5 — 15 $-ный раствор лигносульфоната в 10 — 15 -ном водном растворе со35 ляной кислоты, а в качестве нефтевытесняющего агента эакачивают водный раствор смеси неонола АФ 9 — 12 или

СНО с лигносульфонатом в соотношении 5;1 и соляной кислоты при следующем соотно40 шении компонентов, мас, :

Смесь неонола АФ 9 — 12 или его товарная форма

СНО с лигносульфонатом при соотношении 5:1 4 — 7

45 Соляная кислота 0,5 — 1,0

Вода Остал ьное.

1836550 (Т1

CD 1 (4 ГЧ о о оо л г-- св

Г.4 (Ч

D D

СО (ZC

0«С(3

Г4 (Ч

D О м 0

° — О г«м

0 1- В

О(м (4

С3 О г1!

-0 «0 сч ГЧ о о св л

Сг\ СО (Ч ГЧ л х

О

У

X ( ((в (Q си. ч3 м

0(«(3 с 4 л о о

О CD

«(3 сО 41 с 4 Г! о

0; о с

X а. С3 с(в

m «0 о

I- S .z

m О (с«! (Q э m а о

3 !

» св (Q (tt а х с! и (= . Z (» (tt

Х иСО м

««сг« с(сЧ

S

»и (Q

Q.

uz (tt

=Г

Z о о

l»

CQ

Х о

& .0 (3з

V о

L

S ( и у

>Х о си

"=ю

3 (Q

Q. (о

8 с ((в о о

С3 (1 (:

ГВ

X X о

«»е о

Z ((в

Ю !,((a (t! z о о 3 (;

° 31 ! V о

Х (Q

Х г»

Щ

V !«

Q (С о =г

fQ ((в в- CL св !» (tt z

3 (tt

X ..в

Z о о

t 1 ! 1

c3 l ф

Q. о

lV (Q с1 о

5 х

1 !

I -о

l «(3 ! ! и !

l о

1 Г4

I

I

1

ra

I !

I !

1

l ! (I

1

I

I ! ! !

1 !

I

1 ! ! !

t ! ! ! ю

I !

1

1 (1 ! !

4(1" (м

О D о о

С3

О о о о о.О

lсв о

X о

S ((в (Q («) Ю I И

Х S (tt

Х о х

«r л

l» х о (ив L, Р

LC3 X о v и2 о

С3! ю

I (Ч г -с.

1 I

1 I

1 И

1 1

1 С3

1 Ч3

1 I о ! (Ч I 1 ! I

I 1 l

Ю И 1 ! 1 О I (Ч

l I I (Г= I

0 CD

01«0 Ч3

О

С3 D С3 (4 A «(3

Г МГ

С3 о а о и ю

В I 1 и I

1 С3 ю t .с»

1 1 и

I И 1 ! t I

I 1 1 ь

1 1 СЧ

4- — — 2 — --

01 г

О«(3 а (Ч

О О С3

OO D М

«(3 . Г-.

О л о о а

1 (! !

1 о

1 «(3 1

1 о

1 И !

1 I !! t !!

1 Ю С»

1 C 4 I

1 I

ЛгЧ mлm

С3 л аооа

C 4 ч3 «icO

С3 о о а

1 1 — !

1 l !! !

I c3! В «а3

И I! 1!

"- и

1! и! I о

Ю Ю ГЧ !

-«м ч3 LA (-(«9 03 .с 4

ОООD

С-(С3 О ГЧ

Г! . В д

ОС 3 О С3 С»! — Т= и -(Г ПМ (.! Сг 03

С3 С3

DDDD

I 1 3 t

l I l ! (=(1

1 В В ! !

1 l о

1 . t Г4 I

1 !

\ 1 1

--Г м 03 1r4 со с Г4

С3 С3 О л оооо.r4 rg

С3 - Г4 «(3 а D D D

С3 ΠΠΠ— М L(«Г

Lrc

МСО - - D л

ОD -(«t

О Ю О сч со с.(0 (С ъ 03 л поо

GO Г л

- «0 -4 (Ч Г! л

D С3 О

- Cl

«(3 «(3 (. 1 л

DОО

М 0 поп

1- г! ооо

С(С3 С3

Г4 МсЧ ооо с(\ т сО о3 03 оао л с»оо

«Г Г4 СО с."(Л- ч3 аоо ооо о Lrc «o

LA о3 м (D л (4 -3 «С(L(««СВ !

1836550

Таблица2

Таблица 3

Неотевытесняюыая способность состава по ПТг и по прототипу в условиях слоистонеоднородного пласта

1(алочка Проница емост ь, нкмт

Содерыание компонентов в оторочках

Прирост коэффициента вытеснения

Опыт

Остаточная неф" тенасьв(енность, по проп- в целсм по ласткам пласту по кахдсм колонке.

) 1 оторочка 2 оторочка

По предлагаемому способу:

1 оторочка: 52 KCII + 104IIC1

28,5

7,1 45,2

30,1,"7,5

9.0 . 39,5

29,9!

5,2

8,6

2 оторочка: 52СНО + 14(6II + I2НС1

1 оторочка: 101(БП + !04 НС1

7.5

24,2

22,4 12,3

8,1 !

4,8

6,6

2 оторочка: 52(НО + 12!(БП + 0,52НС1 2

30,0

20,3 !

2,4

27,0

23,!

9,!

6,7

9,2

2г г

30,1

20 ° 0

8,9

46 3!

5,0

14,0

12,4

7.7

26,4

40,1

22,0

5,0

9,0

30,9

9,2

3l,1

12,4 т 7

10,1

Способ по прототипу: смесь IIAB + 102HCI

Составитель B.Cîíè÷

Редактор А.Полионова Техред M.Моргентал Корректор Е.Папп

Заказ 3014 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, yn,Ãàãàðèíà, 101

I оторочка: 54!(БП + !52НС1

2 оторочка: 52CHO + 144Kll + 12НС1 .1 оторочка: 52KGII + 104НСI

2 оторочка: 52CHO + lal БП

43,7

I 6,1

34,7

14,7

38,0

I г5,9

26, I